CO2压裂技术现状与发展趋势

2021-06-15闫琪延长气田质量监督中心陕西延安716000

化工管理 2021年11期

闫琪(延长气田质量监督中心，陕西延安 716000)

0 引言

国外于20世纪50年代开始CO2泡沫压裂试验，1981年纯液态CO2压裂技术首次于加拿大应用并申请专利，1986年德国成功进行了CO2泡沫压裂，其后美国开展了大量的CO2泡沫压裂。20世纪90年代起，吉林、大庆等油田开始CO2伴注和吞吐解堵方面尝试性试验，2010年延长气田开始CO2泡沫压裂试验；2013年，国内首例(苏东44-xx井)纯液态CO2压裂试验在苏里格气田获得成功，2015年，延长气田在云页4井上进行了纯液态CO2压裂试验。

1 CO2压裂的技术特点

(1) CO2流动性强，破岩能力强，可以流入储层的微裂隙，形成更复杂的裂缝网络，更好的沟通储集层[1]；(2) CO2具备比甲烷更强的吸附力，可置换出吸附于母岩(特别是致密砂岩气(孔隙度＜10%，渗透率＜0.5 mD，含气饱和度＜60%)，煤层气和页岩气)中的甲烷，从而提高天然气的产量，并实现部分CO2的永久埋存；(3) CO2的酸性可以阻止微粒运移，抑制粘土膨胀，减少基质伤害；(4)与N2相比CO2与地层流体的相容性更好，单位体积具有更高的返排能量(体积膨胀系数1:517)，界面张力低能有效降低水锁伤害，返排更迅速更彻底；(5)纯液态CO2在汽化后，无水相，残渣，仅有支撑剂留在地层，不会对储层造成伤害。

2 CO2压裂技术分类及应用

2.1 CO2增能压裂

定义：液态CO2、CO2泡沫(泡沫质量一般小于52%)以前置液、后置液的形式泵入地层增加地层返排能量，帮助压裂液快速破胶并迅速返排，主要适用于低压、弱水敏储层。

延长田在Y865、Y1106、Y1159、Y1159-3、H 2-1井采用前置液态CO2增能压裂工艺施工，层位都是山西组，Y865井、Y1159-3井无气无液，Y1106井无阻30 443 m³/d，Y1159井44 029 m³/d，H 2-1井28 845 m³/d。

通过对比Y1106井、Y1159井、H 2-1井的测井曲线，Y1159井砂体厚度大、纯度高，挖掘效应明显；Y1106井与H 2-1井相比，Y1106井山23层在砂体厚度、岩性、挖掘效应方面的显示均较好，气测显示也均较H2-1井好。

通过对比得出结论：

(1)从山23砂体展布趋势上看，Y1106、Y1159井到H 2-1井之间表现出由东北到西南储层条件逐渐变差的情况。

(2)Y1106、Y1159井实测井底静压较H2-1井高，说明前2口井地层能量较H2-1大。

综上，从储层条件及压后效果分析来看，H2-1井试气成果较为理想，达到增产预期。

延安气田CO2增能压裂效果分析如表1所示。

通过表1的数据对比分析可知：CO2增能压裂技术具有较高的返排效率；根据储层压力系数设计增能比；增能比与自喷返排率、自喷返排时间呈现正相关。

2.2 CO2泡沫压裂

2.2.1 工艺特点

(1)由于CO2内相的存在，降低压裂液使用量(仅为30%～50%)，减少了入地液量；(2)滤失低、黏度高、密度低、易返排，有效排液时间较胍胶压裂液短；(3)CO2界面张力低，可进入更小的储层微裂隙，可减轻水锁和水敏伤害；(4)CO2泡沫流体的酸性介质(pH=4～5)，能够抑制粘土膨胀，减少颗粒分散运移，降低固相伤害；(5)耐温、耐剪切性能好；(6)不能在碱性交联压裂液体系(常规羟丙基胍胶)中使用；(7)具有较高的沿程摩阻，施工压力高。

2.2.2 CO2泡沫压裂液综合性能

测试综合性能采用的CO2压裂液试验配方：0.6%改性胍胶+1.0%起泡剂+0.05%杀菌剂+1%粘土稳定剂+0.1%破乳助排剂+0.06%破胶剂+1.5%酸性交联剂。通过对比发现 CO2泡沫压裂液在耐温、耐剪切性能、滤失和伤害性能、破胶性能、粘弹特性、摩阻特征(27/8)方面均优于胍胶压裂液。

2.2.3 应用实例

在Y563井、Y355井、S3井用CO2泡沫压裂技术进行了旧井重复压裂，Y563压前无阻流量为10 438m³/d，压后为18 716 m³/d，Y355井压前无阻流量为5 059 m³/d，压后为9259 m³/d，S3井压前无阻流量为21 533 m³/d，压后为99 293 m³/d，均增产80%以上，在Y673井、S261、Y310井、C51这几口新井也用CO2泡沫压裂技术进行了改造，这几口井均位于相应层位主砂体条带的边缘部位，地质基础较差，相对也获得了不错的改造效果。

取得成果认识一： CO2泡沫压裂技术具有良好的增产效果[2]。

6口井均采用了变泡沫质量的设计方法，充分利用了泡沫液的低滤失、低伤害优点，提高了造缝能力，但施工过程较难控制，可以看出6口井的综合砂比均较低，延765井、Y310和S261井施工过程还发生了砂堵。

从施工过程来看，6口井的施工压力并不高，因此可以认为，在变泡沫质量的施工方法中，携砂液随泡沫质量的变化始终保持合适稳定的砂比才是该工艺施工过程控制的重点和难点。

取得成果认识二：砂比控制是该工艺的核心质量控制点。

表1 延安气田CO2增能压裂效果分析

2.3 CO2干法压裂

2.3.1 工艺特点

(1)无水相，压裂改造后仅有支撑剂和少量添加剂留在地层中，避免了水相造成的水敏或水锁等储层渗透率伤害；(2)无残渣，不会对储层和支撑裂缝渗透率造成残渣伤害，返排率100%；(3)流动性强，可以流入储集层中的微裂缝，更好地沟通储集层；(4)液态CO2黏度低(在储层环境下约0.03～0.10 mPa·s)，携砂性能差，形成的裂缝体积小，闭合快，对排量砂比较敏感，施工难度大。

2.3.2 典型配方

1.5%-2.0%TNJ＋(98.5%-98%)液态CO2在温度62~63 ℃、压力15~20 MP a实验条件下，1.5%TNJ＋98.5%CO2压裂液黏度为5~9 mPa·s；2%TNJ＋98%CO2压裂液黏度6~10 mPa·s。实验结果表明，1.5%~2.0%提黏剂加量下，超临界CO2黏度提高了240~490倍，较大幅度地提高了CO2的黏度。

2.3.3 摩阻特征

(1) 随着排量的增加，清水和液态CO2摩阻梯度均相应增大，但清水增加的幅度更快。

(2) 排量等于3.0 m3/min时，两者摩阻梯度基本相当。

(3) 排量大于3.0 m3/min时，清水摩阻梯度大于液态CO2，且差距越来越大。

(4) 排量小于3.0 m3/min时,清水摩阻梯度略小于液态CO2，且差距越来越小。

2.3.4 施工参数

施工参数典型取值为：施工排量4.0～8.0 m³/min，前置液比例20%～30%，支撑剂为40/70目陶粒，加砂浓度为100～200 kg/m³。

2.3.5 工艺流程

CO2罐车中的CO2通过CO2增压泵车进入密闭混砂装置，提黏剂也通过泵注装置进入密闭混砂装置，CO2、提黏剂、支撑剂在混砂装置混合后通过主压车进入地层。

2.3.6 设备配置

超临界CO2压裂使用的主要设备有：CO2罐车、密闭混砂车、压裂泵车、压裂管汇车。CO2密闭混砂车是CO2干法压裂的关键设备。

2.3.7 应用实例